2022年煤炭行业研究及秋季策略 煤炭板块具备长期提估值空间

板块调整的三个因素已经结束

煤炭板块自2022年6月中有所调整

煤炭板块自2020年6月开启上涨，截至2022年8月19日涨幅36.27%，涨幅市场第一。 板块自2022年6月15日有所调整，板块最多下调18%，主要由于三个方面因素：全球宏观、国内政策、国内地产。

需求的担忧是2022年板块多次调整的主要因素

复盘近三次的煤炭大周期，股价&煤价的高点，均来自经济见顶回落，而非供给端的释放：2008年，美国金融危机引发全球商品价格大幅下跌。 2011年，国内刺激政策退出，商品价格持续下行。 2018年，中美贸易摩擦等因素引发煤炭价格持续下行。

全球宏观压力最大时候已过

2022年6月10日晚，美国劳工部发布的美国CPI数据显示，5月CPI同比上升8.6%（预期8.3%，前值8.3%），通胀超预 期引发进一步加息导致衰退预期，全球大宗商品普遍调整。 2022年8月10日晚，美国劳工部发布的美国CPI数据显示，7月CPI同比增长8.5%，前值9.1%，预期8.7%，未来超预期 加息可能性大幅下降，且美国经济数据良好，无衰退空间。 商品价格在7月美联储第二次75BP加息前触底反弹。

国内地产至暗时刻已过，钢铁开工回升

受疫情影响，国内地产开工持续低迷，钢铁需求大幅萎缩，钢铁亏损带动焦煤价格持续下跌；但随着政策逐步落地，钢 厂开工率企稳回升，需求回暖。2022年8月12日，银保监会有关部门负责人表示，要积极支持更加有力地推进“保交楼、稳民生”工作。要在金融支持 “做到位”。对保交楼金融支持，银保监会积极指导银行在配合地方政府压实各方责任的有序安排下，积极主动参与合 理解决资金硬缺口的方案研究，做好具备条件的信贷投放，千方百计推动“保交楼、稳民生”。

煤炭供给结构性压力依然存在

全球对煤炭需求将出现替代性提升

8月11日开始，欧盟对俄罗斯煤炭禁运正式生效，欧洲(不含俄罗斯)的发电结构为新能源发电、核电、燃机发电、水 电、煤电的比重分别为24%、22%、19%、17%、15%，燃机发电和煤电整体占比相差较小，在能源价格波动的情况下 可以通过提升低成本一方的利用小时数来实现替代。 俄乌冲突地缘政治影响下，德国、意大利等欧洲国家表示或将重启煤电，假设来自俄罗斯的天然气约50%被煤炭替代， 则替代+转移的煤炭消费量约占全球煤炭消费量的2.53%，占除中国外消费量的5.54%，大幅提高全球煤炭需求。

全球抢煤拉动全球煤炭价格大幅上涨

若完全禁运俄煤，为了弥补煤炭需求的巨大缺口，欧洲各国陆续放弃碳中和目标、开始重启煤电，不断从全球各地 加快购买煤炭，推高全球煤炭价格。 海外煤价大幅上涨，导致国内外煤价倒挂抑制进口需求，1-7月全国煤炭进口13852万吨，同比下降18.2%，降幅较 上半年的17.5%进一步扩大，随着价差扩大持续，预计后续进口将持续下降。

运输瓶颈暂无改观，沿海仍存压力

沿海省份（辽宁、天津、河北、山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西）火电发电量合计/全国火电发电 量，2021年为45.9%； 虽然沿海用电占全国比重持续下降，但从绝对值方面来看仍在提升，测算2021年沿海动力煤消耗量（折算5500 大卡）达到11.1亿吨，同比增长11.3%，创10年新高。 由于全国煤炭产能持续向“晋陕蒙”地区集中，核增的煤炭产能需要铁路运输发往消费低，2022上半年全国累 计铁路发运煤炭同比增长4.1%，增速明显小于全国煤炭产量的11.0%。沿海地区的结构性缺煤，将导致其通过 公路运输等方式加大煤炭采购力度，从而进一步支撑产地煤炭需求。

存量资源保供稳定性弱，小矿保供难以持续

由于价格管制，煤炭企业生产积极性相对较弱，产量难有突破，2022年全国煤炭产量虽较2021年大幅提升，但月度 产量整体维持在3.6~3.8亿吨。全国煤炭增产保供主要来自三个方面，高强度产量难具持续性： 1）现有产能核增，涉及面以中小矿为主； 2）露天矿产能核准，存在资源接续问题，难以持续释放产量； 3）技改矿增产，由于成本相对较高，在煤炭限价的环境下难以稳定盈利，当前全行业亏损面仍接近30%；

煤炭综合热值有所下降

2016年供给侧改革、煤价大涨后，2017年国家推出最低库存政策，要求电厂库存维持最低20天可用天数，但随着 煤价下跌，该政策在2020年之后并未得到持续落实，2022年下游开启高库存运行模式，煤炭采购量高于消费量。 随着大机组占比提升，全国发电煤耗呈下降趋势，但随着2021年之后保供政策推动，优质资源增量有限，全国煤 炭整体热值有所下降。

煤炭板块具备长期提估值空间

新矿投产少将使得景气周期顶部显著拉长

2020~2022年5月新批建设煤矿产能9820万吨，剔除未批先建煤矿后规模合计8560万吨，远低于17~19年规 模，占全国煤炭年消费量比重仅为约2%，且建设周期在4~5年，可预测2023年后新投产煤矿增量将迅速下降， 考虑到中东部地区每年仍有资源枯竭煤矿退出，预计行业供给或将于2025年前后达峰。 新投产煤炭产能与同期煤炭行业固定资产投资完成额高度相关，行业固定资产投资完成额在2012年就已经见顶， 新矿的接续不足，将使得行业的周期顶部时间显著拉长。

多年缺乏资本支出，全球供给端问题难以缓解

作为全球主要的煤炭出口国，印尼和澳大利亚都难以形成有效供给增量，全球缺煤问题短期难以缓解。印尼：据BPS-StatisticsIndonesia报告，印尼煤炭行业2020~2024年的目标资本开支分别为77、57、44、32、32亿 美元，CAGR为-19.7%，且议会提议30%的强制性煤炭国内销售（原国内要求为25%），2022年年1-4月份，印尼累计 出口煤炭1.28亿吨，同比下降8.3%。 澳大利亚：据澳洲能源局数据，澳洲煤炭行业资本开支在2020Q2达到近5年高点的0.87亿美元后，在2021Q1降至0.51 亿美元，资本开支也进入下行通道。

极端气候带来的缺电背后是煤电的不足

8月以来，四川、安徽、浙江、江苏等地启动有序用电模式，主要由于极端高温以及水电大幅下降。1）中央气象台已经连 续发布了整整30天高温预警，而最近更是连续8天最高级别的高温红色预警，居民用电大幅提升，火电发电量超过2021年 同期；2）各大流域来水锐减造成水电发电出力骤减，8月19日三峡出库流量10600立方米/秒，较2021年同期下降50%， 水电出力下降导致对火电依赖性加强。 与2021年“缺煤”导致的缺电不同，2022年的缺电主要因素为“缺火电机组”，即极端条件下现有火电机组供煤充足下 满发也难以满足全社会用电需求，若未来极端气候持续，进一步提高煤电装机规模能够有效的满足能源自主可控的要求， 对煤炭需求提升将更具持续性。

煤炭2030年前需求仍将提升

钢铁工业协会表示钢铁碳达峰由2025年推迟到2030年，河南率先出台原料煤不占用能耗指标细则，远期钢铁、化工 领域煤炭消费无忧。 低基数下，新能源消费增长无法覆盖全社会能源需求增长，假设 “十四五”期间核电、风电、光伏、水电发电量增长 40%、93%、124%、24%，则火电发电量2022~2025年仍将累计增长12.3%，对应年煤炭消费增量1.05亿吨；假设 “十五五”其间核电、风电、光伏、水电发电量增长50%、50%、70%、30%计算，则火电发电量2026~2030年仍 将累计增长16.0%，对应年煤炭消费增量0.95亿吨。

动力煤&炼焦煤：长协机制下盈利基准提升，又稳又高

大部分煤炭上市公司以长协模式进行销售和定价，长协价格波动相对较小。焦煤上市公司价格以长协为主（约90%）且季度调价，价格大幅高于往年同期。 以长协煤为主的动力煤公司，长协均价大幅高于往年同期。

行业盈利回到高水平，高分红可持续

受益行业高景气，煤炭行业盈利持续提升，全行业利润总额2022年一季度实现2357亿元，同比增长191%，盈利规 模再创新高。“双碳”战略下行业资本开支将持续下降，市场格局持续向好，“资本支出-现金流-财务-利润-分红”将出现可持 续优化，近两年已经持续看到多家上市公司分红率提升，叠加长协基准价格提升，企业分红的动力将进一步增强， 且高分红、高股息也将更加稳定。

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编辑：JACK